ПРОЕКТ
Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
1. Общие положения1.1. Настоящая классификация определяет единые для Российской Федерации принципы подсчета, оценки и государственного учета запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов * (в дальнейшем именуемых "газами") в недрах по степени их изученности и экономическому значению, а также условия предоставления запасов месторождений для добычи.
1.2. Запасы подсчитываются и учитываются, а перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются всеми недропользователями раздельно по нефти и растворенному газу, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату.
Запасы и перспективные ресурсы определяются раздельно по залежам и месторождению в целом на основании результатов геолого-разведочных и эксплуатационных работ, выполненных в процессе их изучения и промышленного освоения.
Прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата оцениваются в целом по нефтегазоносным провинциям, акваториям, областям и районам на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.
1.3. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке.
1.4. На месторождениях в запасах нефти, газа и конденсата подлежат обязательному подсчету и учету содержащиеся в них компоненты (этан, пропан, бутан, сера, гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
1.5. Качество нефти, газа и конденсата изучается в соответствии с требованиями государственных отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.
1.6. Подсчет и учет запасов месторождений, а также оценка перспективных и прогнозных ресурсов нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов производятся в единицах массы, а газа и гелия в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).
1.7. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод,содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.
2. Группы месторождений по сложности геологического строения и величине запасов
2.1. Месторождения (залежи) нефти и газа по сложности их геологического строения подразделяются на следующие группы:
1-я группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте-или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.
2-я группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.
3-я группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.
При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.
2.2. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:
уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа;
очень крупные — от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд м3 газа;
крупные — от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд м3 газа;
средние — от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд м3 газа;
мелкие — от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд м3 газа;
очень мелкие — менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд м3 газа.
3. Группы месторождений по степени их изученности
3.1. Месторождения (залежи) нефти и газа по степени изученности подразделяются на:
разрабатываемые;
разведанные (подготовленные для промышленного освоения);
предварительно оцененные.
3.2. К разрабатываемым относятся месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с технологической схемой или проектом промышленной (для газа — опытно-промышленной) разработки. Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений — С2).
3.3. К разведанным относятся месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке и условиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).
Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности должны удовлетворять следующим требованиям:
установлены площадь, структура (модель ловушки), строение месторождения и закономерности изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей) в его разрезе и плане;
число и положение нефтяных и газовых залежей в структуре месторождения, высотное положение контактов (ГНК, ВНК, ГВК) надежно установлены опробованием и геофизическими методами, достоверность которых доказана для условий рассматриваемого месторождения;
подсчетные параметры определены с применением современных методик по данным адекватного для района комплекса ГИС, обеспеченного надежной петрофизической основой;
состав и технологические свойства нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них компоненты, имеющие промышленное значение, изучены в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных для проектирования их добычи и переработки;
гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия обеспечивают получение количественных данных для обустройства промысла;
основные параметры залежей — продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность — изучены с детальностью,обеспечивающей составление технологической схемы разработки месторождения;
достоверность данных о добывных возможностях (промысловых характеристиках) залежей подтверждена (на месторождениях 2-й и 3-й групп сложности) данными пробной или опытно-промышленной эксплуатации;
параметры для подсчета геологических запасов (минимальная эффективная толщина пластов, минимальные пористость и проницаемость коллекторов, коэффициенты извлечения нефти, конденсата и др.) установлены на основании подтвержденных государственной экспертизой повариантных технико-экономических расчетов, позволяющих определить масштабы и промышленную значимость месторождения с необходимой степенью достоверности;
детальность изучения геологического строения месторождения (залежи) обеспечивает возможность квалификации не менее 80 % его запасов по категории С1 **;
рассмотрено возможное влияние разработки месторождения на окружающую среду и даны рекомендации по предотвращению или снижению прогнозируемого уровня отрицательных экологических последствий.
3.4. К предварительно оцененным относятся месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.
Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности квалифицируются главным образом по категории С2 и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.
4. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
4.1. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности подразделяются на категории А, В, С1 и С2.
Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные — категория Д0 и прогнозные — категории Д1 и Д2.
4.2. Категория А — запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте-и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).
Запасы категории А выделяются на месторождениях 1-й группы сложности и подсчитываются по зале жи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа.
4.3. Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
4.4. Категория С1 — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Вещественный состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну, результатам опробования и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
4.5. Категория С2 ~ запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;
в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаюшие пласты и частично для проектирования разработки залежей.
4.6. Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2.
4.7. Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
4.8. Категория Д2 ~ прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
4.9. Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.
5. Группы запасов нефти и газа по их экономическому значению
5.1. При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах (геологические запасы), так и та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне техники и технологии добычи (извлекаемые запасы).
5.2. Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:
экономические (рентабельные);
потенциально экономические.
Экономические (рентабельные) извлекаемые запасы — это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при существующей системе налогообложения и уровне цен на дату подсчета при использовании современной техники и технологии добычи, транспортировки и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды.
Потенциально экономические извлекаемые запасы — это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки не обеспечивает экономически приемлемую эффективность их добычи в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным (рентабельным) при предоставлении недропользователю со стороны государства в установленном законодательством порядке специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий и т.п.
5.3. Количество извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.
*Природные углеводородные газы, включающие свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти.
** Для очень крупных и уникальных по величине запасов месторождений рациональное соотношение запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению определяется недропользователем, за исключением участков первоочередного промышленного освоения, изученность которых должна отвечать требованиям п. 3.3.
"Геология нефти и газа", №2 1998 год